0 引言
川西北地区是四川盆地天然气勘探重要领域之一。自20世纪40年代至今，川西北地区天然气勘探持续不断。早期主要以浅层构造圈闭为目标，1945年7月28日在海棠铺背斜钻探江1井，未获工业油气流；50—60年代，对二大湾、厚坝、田坝、大两会等多个构造钻探，均未获工业油气流；直至1971年在龙门山北段前缘上三叠统须家河组和中三叠统雷口坡组发现了中坝气田后，才打开了川西北地区的油气勘探新局面。随后，在冲断带前缘发现了九龙山（1976年）、河湾场（1988年）、射箭河（1995年）等构造气藏，在侏罗系（珍珠冲组）、三叠系（须家河组、雷口坡组、飞仙关组）、二叠系（吴家坪组、茅口组、栖霞组等）及志留系—奥陶系等多个层系中获得了工业气流［1］。随着川西北地区油气勘探的不断深入，勘探层位和钻探深度由浅层向盆地深层不断拓展，2014年在川西北地区双鱼石构造双探1井栖霞组白云岩获得日产气87.6×104 m3的重大突破，揭开了川西北地区深层—超深层天然气大规模勘探的序幕。双探3、双鱼001-1、双探8等一批钻井相继在栖霞组白云岩储层获得高产工业气流，双探3井在中泥盆统观雾山组白云岩储层获日产11.6×104 m3的工业气流，龙探1井茅口组岩溶缝洞型灰岩储层获得日产105.7×104 m3的工业气流［2］，展示了川西北地区深层—超深层多层系具有良好的天然气勘探前景。至2019年底，川西北地区发现中坝、九龙山、梓潼（老关庙、文兴场、拓坝场）、魏城、河湾场等5个中小型气田（图1），探明储量为279.87×108 m3，特别是在海相地层中多个层系都发现了气层，如中坝气田的雷口坡组，河湾场气田的嘉陵江组、长兴组和栖霞组—茅口组，双鱼石气藏的栖霞组—茅口组和泥盆系，九龙山气田的栖霞组—茅口组，展示了海相地层是川西北地区天然气最重要的勘探领域。
海相优质烃源岩的发育为形成大型油气田提供了必要的物质基础。川西北地区是中国海相烃源岩发育层位最多的地区，前人［3-11］对川西北地区海相烃源岩发育规模开展了一些研究，主要集中在寒武系、泥盆系和二叠系烃源岩。腾格尔等［3］认为龙门山构造带北段发育二叠系栖霞组—茅口组碳酸盐岩、大隆组和寒武系底部泥质优质烃源岩，赵洁等［4］认为川西北地区泥盆系发育有机质丰度高的海相烃源岩，但也存在争议［3］。本文基于以往的研究成果，通过对川西北地区8个典型剖面进行密集采样和系统地球化学分析，对下震旦统陡山沱组、上震旦统灯三段、下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组、中泥盆统、中二叠统茅口组、上二叠统龙潭组/吴家坪组和大隆组8套海相烃源岩地球化学特征及其分布规律进行综合研究，确定主力烃源岩，预测该区天然气勘探潜力，以期为川西北地区天然气勘探决策与目标优选提供参考。
1 地质背景
研究区位于四川盆地西北部（图1），面积约为3×104 km2，区域构造属于川北低平褶皱带和川西低陡褶皱带，西缘为龙门山北段冲断带，北邻米仓山南缘冲断带，盆地内部发育多排褶皱构造带（图1）。研究区内发育多期构造：第一期构造带是以龙门山北段前缘矿山梁、天井山和中坝背斜构造带为代表的北东走向的印支期（T3）挤压冲断构造；第二期是以大两会和吴家坝背斜构造为代表的近东西走向的燕山期（J3—K1）冲断褶皱构造；第三期则是广元至巴中一线发育的新生代晚期形成的多排北东东走向的褶皱构造带，包括河湾场、射箭河、潼梓观、九龙山、涪阳场等背斜和梓潼、苍溪等向斜构造［1］。现今川西北地形地貌是新生代印藏陆块碰撞产物，在地质历史时期，经历复杂的演化过程，与周边陆块演化密切相关。川西北地区经历了新元古代—早中生代的克拉通盆地构造及晚三叠世以来的多期陆内构造演化过程，发育了海陆叠合的多套地层，震旦系至中三叠统主要为海相克拉通碳酸盐岩台地和被动大陆边缘沉积，上三叠统至下白垩统为陆相前陆盆地和坳陷盆地沉积。
该区基底地层为前震旦系，沉积地层从震旦系至白垩系均有分布，具有多套生储盖组合，震旦系陡山沱组、寒武系和二叠系海相泥页岩及上三叠统须家河组煤系构成了区域的有效烃源岩，震旦系和古生界碳酸盐岩以及泥盆系和中生界砂岩构成了良好的储集层。
2 典型剖面烃源岩分布
川西北地区震旦系至二叠系的多套地层均发育海相烃源岩，是中国海相烃源岩发育最全的地区。通过对典型剖面烃源岩地球化学评价分析，确定主力烃源岩的分布特征，为进一步评价该区天然气资源潜力提供了依据。对剖面或单井地球化学系统采样分析是认识烃源岩纵向分布的重要方法。由于区内单井没有对烃源岩系统取心，故作者以盆地周缘8个典型露头剖面（图1）为代表，通过系统采样进行TOC等分析，讨论川西北地区下震旦统陡山沱组、上震旦统灯影组三段、下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组、中泥盆统、中二叠统茅口组、上二叠统龙潭组和上二叠统大隆组8套烃源岩纵向分布。
2.1 下震旦统陡山沱组烃源岩：小木岭剖面
剖面位于四川省绵竹市清平乡小木岭（地理坐标：31°35′56″ N，104°05′42″ E）。该剖面陡四段出露较好，顶部与灯一段整合接触，底部覆盖在花岗岩基底之上。陡四段累计厚度为33.6 m，下段29.37 m以块状、厚层状白云岩为主，白云岩表面见大量刀砍纹，向上逐步变化为薄层状白云岩，上段为4.23 m厚黑色泥岩，染手，局部夹薄层硅质岩，再向上逐步变化为黑色泥岩与薄层白云岩互层，黑色泥岩单层层厚20 cm［图2（a）］。
2.2 上震旦统灯三段烃源岩：旺苍剖面
剖面位于旺苍县水磨乡代弓村（地理坐标：32°25′41″ N，106°32′25″ E）。该剖面灯三段出露完整，底部与灯二段呈平行不整合接触，顶部与灯四段整合接触。灯三段累计厚度为19.6 m，下段6 m为黑色厚—中层硅质岩为主［图2（b）］，向上逐渐变化为深灰色含硅质的泥岩和粉砂质泥岩，上部7 m主要为浅黄色泥质粉砂岩。
对该剖面灯三段共采集岩样14块，进行热解和总有机碳、总硫分析，有机碳含量（TOC）分布在0.11%~2.18%之间，平均为0.84%，总硫含量（TS）分布在0.01%~1.92%之间，平均为0.73%。从图2（b）中可以看出，TOC>0.5%的烃源岩厚度约为6 m，主要分布在灯三段中部，上部和下部均为非烃源岩，灯三段中部烃源岩总硫含量也相对较高，分布在0.56%~1.92%之间，该剖面烃源岩有机质丰度越高，总硫含量也高，岩石热解S 1+S 2值为0.01~0.19 mg/g，岩石中的残余烃和热解烃量均很小，氢指数也很低，分布在1~85 mg/gTOC之间，反映烃源岩成熟度很高。
灯三段在四川盆地分布比较广［13］，主要为灰色、黑色泥岩，TOC含量介于0.04%~4.73%之间，平均为0.65%，但烃源岩厚度很薄，分布在0~30 m之间，在川西北地区仅为6 m。
2.3 下寒武统筇竹寺组：宁强中坝剖面
剖面位于陕西省汉中市宁强县中坝村黄家岩—丁家沟水库（地理坐标：32°50′38″ N，105°51′44″ E）。该剖面筇竹寺组出露完整，底部与灯四段白云岩接触，顶部与邱家河组呈平行不整合接触［图2（c）］。筇竹寺组累计厚度为400.44 m，其底部岩性为薄层粉砂质泥岩与薄层泥质粉砂岩互层（63.32 m），单层厚1~3 cm，局部见沥青；向上依次可见灰色薄层泥质粉砂岩（71.17 m）、灰色薄层粉砂岩（20.49 m）、灰色薄层泥质粉砂岩（30.75 m）；剖面中部夹一段4.92 m厚黑色泥岩，向上为一段86.07 m厚的黑灰色中—薄层粉砂质泥岩，局部夹硅质岩，该段底部见同生方解石透镜体充填于层间；该剖面顶部为黑灰色薄层页岩（24.00 m）、黑灰色粉砂质泥岩（15.44 m）、黑色页岩（56.27 m）。
对该剖面筇竹寺组共采集岩样49块，进行热解和总有机碳（TOC）、总硫（TS）分析。TOC含量除顶部一个样品为23.07%外，其余分布在0.67%~6.80%之间，平均为3.08%， TS含量分布在0.09%~4.40%之间，平均为1.19%。由图2（c）可见，该剖面TOC含量均大于0.5%，根据烃源岩TOC在纵向上的分布特点，存在2个富有机质页岩层段，从下至上分别为304.73~328.73 m、344.17~400.44 m，对应的烃源岩TOC含量分别为1.63%~3.56%（平均为2.38%）、1.71%~6.70%（除顶部23.07%样品外，平均为4.63%），其对应的总硫含量分别为0.23%~4.40%（平均为1.91%）、0.39%~1.67%（平均为0.93%），有机质丰度越高，总硫含量也越高，高丰度烃源岩厚度约为80 m。
2.4 下志留统龙马溪组烃源岩：旺苍大两乡剖面
该剖面位于旺苍县大两乡保卫村（地理坐标：32°25′34″ N，106°32′28″ E），龙马溪组页岩与下伏宝塔组灰岩呈平行不整合接触，宝塔组灰岩层面见龟裂纹。龙马溪组页岩页理发育，普遍含笔石化石，在放大镜下可观察到黄铁矿细小颗粒。剖面上部岩石颜色逐渐变浅，砂质含量增加。
龙马溪组11个样品的TOC含量分布在0.06%~8.73%之间，平均为3.03%，有机质丰度高的样品均分布在龙马溪组下部，厚度约为8 m［图2（d）］，TOC含量分布在2.77%~8.73%之间，平均为4.60%，S 1+S 2含量分布在0.02~0.21 mg/g之间，尽管下部烃源岩有机质丰度很高，但S 1+S 2含量很低，这主要受成熟度很高的影响。与盆地南部和东部相比，该剖面优质烃源岩的厚度较其他地区薄。
2.5 中泥盆统烃源岩：桂溪剖面
该剖面曾作为中泥盆统金宝石组的标准剖面，位于四川省绵阳市江油市猿王洞景区（地理坐标：31°55′14″ N，104°40′15″ E），实测剖面金宝石组厚度为49.29 m，其主要岩性为中厚层砂岩夹薄层黑色泥岩，偶夹粉砂质泥岩［图2（e）］，向上泥岩层逐渐变厚，单层层厚30~50 cm不等，砂岩层层厚为1 m。
对该剖面金宝石组共计采集岩样20块，进行TOC分析， TOC含量分布在0.06%~1.65%之间，平均为0.35%，大部分样品的TOC含量均小于0.5%，只有3个样品的TOC>0.5%，除个别样品之外，金宝石组大部分泥岩有机质丰度极低，均为非烃源岩。
桂溪剖面养马坝组22个样品TOC含量分布在0.30%~18.22%之间，平均为2.47%，82%的样品TOC>0.50%，整体来看，养马坝组烃源岩有机质丰度很高，为好的烃源岩。赵洁等［4］对朝天剖面中泥盆统观雾山组7个样品采岩样分析，TOC含量介于1.16%~3.43%之间，平均为2.12%，为好的烃源岩。从中泥盆统金宝石组、养马坝组和观雾山组样品的有机质丰度分析来看，川西北地区中泥盆统养马坝组和观雾山组发育好烃源岩，金宝石组发育烃源岩，但总体为非烃源岩。
2.6 中二叠统茅口组烃源岩：广元上寺剖面
广元上寺茅口组剖面（地理坐标：32°19′19″ N，105°27′3″ E）位于广元市剑阁县上寺乡北部约为1 km的长江沟，构造上属于矿山梁背斜东南翼，剖面出露良好，沉积地层连续，是中国二叠系—三叠系的重要剖面之一。该剖面出露的二叠系地层从下向上依次为下二叠统梁山组（P1 l）、栖霞组（P1 q）、茅口组（P1 m）、吴家坪组（P1 w）和大隆组（P1 d）。茅口组下部灰黑色中层状燧石条带灰岩与下伏栖霞组顶部呈整合接触，该组岩性主要为灰色—深灰色中厚层状灰岩、深灰色—灰黑色中层—薄层状灰岩、灰黑色纹层状灰岩和钙质页岩及夹薄层黑色炭质、硅质泥岩等，茅口组出现燧石条带和灰岩互层，灰岩中见油苗（包括油斑、沥青、晶洞液态油等）。茅口组顶部与吴家坪组底部呈不整合接触，顶部有一套煤系或炭质泥岩层系，该剖面茅口组厚近80 m［图2（f）］。
对茅口组烃源岩进行了采岩样和系统地球化学分析。茅口组除了顶部一个样品TOC含量达9.8%之外，其他43个样品TOC含量分布在0.04%~2.88%之间，平均为0.76%，总体上偏低。在44个样品中，分布在厚层灰岩中样品TOC含量很低，一般小于0.5%，只有厚层灰岩夹层中的薄层泥岩TOC含量相对较高，具有一定的生烃潜力。茅口组存在有效烃源岩，主要分布在茅口组的上段，但是总体厚度很薄。岩石热解数据表明S 1+S 2值分布在0.04 ~50.07 mg/g之间，平均为3.07 mg/g，11个样品S 1+S 2值大于2 mg/g，达到烃源岩的评价标准。
2.7 上二叠统龙潭组/吴家坪组烃源岩：朝天西北乡剖面
广元朝天西北乡龙潭组/吴家坪组出露的黑色富有机质泥页岩总体显示出较高TOC含量特征，19个样品TOC含量分布在0.23%~34.30%之间，平均为7.81%，其中17个样品TOC>2.50%，占90%，说明在川西北地区龙潭组/吴家坪组下部烃源岩富含有机质。烃源岩S 1+S 2值分布在0.11~120.09 mg/g之间，平均为16.09 mg/g，生烃潜力较高，TOC>0.5%的烃源岩厚度可达20 m。
2.8 上二叠统大隆组烃源岩：广元朝天西北乡剖面
剖面位于广元市朝天区西北乡（32°31′27″ N，105°44′30″ E）。该剖面大隆组底部与下伏吴家坪组青灰色灰岩呈平行不整合接触，中间夹薄层风化壳。大隆组底部以黑色硅质泥灰岩为主，中间夹薄层泥岩及灰岩透镜体，硅质泥灰岩层理发育，剖面厚度约为30 m，剖面上部颜色逐渐变浅（黑色变为灰色），有菊石化石出现，顶部与上覆飞仙关祖呈平行不整合接触。
采集岩样24块，TOC分布在0.05%~14.41%之间，平均为5.75%，在24个样品中除了顶部4块样品TOC<0.50%之外，大部分样品都大于1.50%，其中9块样品TOC>6.0%（5个样品大于10%），从图2（h）可以看出，TOC含量高的样品主要分布在大隆组中下部，并且从顶部到底部TOC含量有逐渐增高，该剖面发育约20 m高丰度优质烃源岩。热解S 1+S 2值分布在0.04~19.51 mg/g之间，平均为6.91 mg/g，反映烃源岩有机质含量很高，并且TOC含量和S 1+S 2值之间呈正比关系，说明大隆组烃源岩成熟度没有进入高过成熟阶段，T max值分布在443~455 ℃之间，镜质体反射率R O值为1.04%~1.08%，反映大隆组烃源岩仍处于大量生油的成熟阶段。
从上述8条剖面烃源岩有机质丰度和厚度分布来看，下寒武统、上二叠统龙潭组和大隆组高丰度烃源岩相对较厚。
3 各套烃源岩地球化学特征
在有机碳、热解、干酪根稳定碳同位素、显微组分和反射率等测定的基础上，对川西北地区各套烃源岩的地球化学特征进行了系统分析。
3.1 烃源岩有机质丰度
有机质丰度是评价烃源岩最主要参数，由于该地区大部分烃源岩已进入高—过成熟阶段并已大量生烃与排烃，烃源岩热解生烃潜力只是其残余生烃潜力，不代表其原始生烃潜力，因此，本文在对烃源岩有机质丰度评价时以总TOC含量为主。8套烃源岩302块样品的残余TOC分析结果表明，TOC含量分布范围广，在0.03%~34.30%之间，整体有机质丰度很高，平均TOC含量可达3.17%。各套烃源岩TOC含量频率分布如图3所示。
从图3中可以看出，在川西北地区海相8套烃源岩中，上二叠统龙潭组/吴家坪组和大隆组烃源岩有机质丰度最高，平均分别为6.12%和4.84%。龙潭组/吴家坪组烃源岩前人已开展了一些研究［8，11，14-15］，并认为龙潭组黑色富有机质泥页岩总体显示出较高TOC含量。川西北地区龙潭组沉积时主要为斜坡—陆棚相［14］，龙潭组以海相泥质烃源岩为主，煤系烃源岩很薄，在矿山梁地区相变为吴家坪组为台地相，以石灰岩为主厚度仅为56 m，底部黑色泥岩、炭质泥岩和煤总厚度不超2 m，吴家坪组烃源岩在川西北地区相对较薄。烃源岩TOC分布频率图（图3）显示川西北地区龙潭组/吴家坪组烃源岩TOC>2.0%的占71.4%，进一步说明龙潭组/吴家坪组发育高丰度优质烃源岩。在晚二叠世大隆期，海侵规模达到了最高潮，使龙门山前缘广元—旺苍地区处于台内深水凹陷，沉积了一个滞留海沉积体系，主要由富含有机质的灰黑色硅质岩及硅质灰岩夹黑色页岩组成，即大隆组（P2 d）。其向南延伸至江油—绵竹一带相变为浅水台地相长兴组（P2 ch）灰岩［3］。大隆组在长江沟剖面上出露完整，厚度约为40 m，下部主要为灰色灰岩夹泥页岩，中上部主要为富硅质、富泥质页岩相夹硅质泥灰岩（图3）。上寺长江沟剖面和朝天西北乡大隆组44块样品TOC含量分布在0.09%~17.70%之间，平均为4.84%，TOC>2.0%的占63.64%，厚度约为15~20 m是一套厚度不大的好—极好烃源岩。
下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组烃源岩TOC含量分别平均为3.08%和3.64%，在川西北地区各套烃源岩中有机质丰度也很高，仅次于上二叠统烃源岩。川西地区宁强剖面下寒武统筇竹寺组烃源岩TOC>2.0%的占63%，陈家庄剖面烃源岩TOC含量分布在1.18%~5.29%之间，平均为2.44%；广元东溪河剖面88块样品TOC含量介于0.03%~7.07%之间，平均为1.94%，根据陈建平 1的资料该剖面上部烃源岩TOC含量可达20%以上；绵竹错巴沟剖面TOC含量也很高，26个样品TOC含量分布在1.92%~17.59%之间，平均为8.45%。因此，川西北地区下寒武统筇竹寺组烃源岩有机质丰度整体很高，但在区域上变化也比较大。下志留统龙马溪组烃源岩大部分样品TOC含量分布在2.0%~6.0%之间，占77%，这与盆地其他地区（如川东石柱漆辽剖面［7］ ）相似，高有机质丰度烃源岩分布在龙马溪组底部，TOC含量大部分大于2%，但是，在川西北地区尽管烃源岩TOC含量很高，烃源岩厚度比较小，在旺苍县仅有8 m，而且分布局限，主要分布在川西北的东北部，在西南部缺失。下震旦统陡山沱组烃源岩虽然上部黑色泥岩段TOC含量分布在1.26%~5.39%之间，平均为3.43%，有机质丰度高，为好烃源岩，但厚度较薄。
其他3套烃源岩在川西北地区均有分布，虽达到有效烃源岩评价标准，但总体有机质丰度较低或厚度较小，在川西北地区不是主要烃源岩。在川西北地区生烃总量应该比较低。上震旦统灯三段烃源岩TOC含量平均为0.79%，在所有8套烃源岩中TOC含量是比较低的（图3），并且厚度仅有5 m，在川西北地区灯三段烃源岩生烃潜力最低。川西北地区泥盆系作为烃源岩的研究相对较少，赵洁等［4］认为川西北地区中泥盆统养马坝组和观雾山组发育好的烃源岩。根据对川西北地区中泥盆统63块泥岩样品分析，TOC含量分布在0.06%~18.22%之间，平均为1.30%（图3），将近60%的样品TOC<0.50%，12%的样品大于2%，表明中泥盆统存在好烃源岩，但是大部分都是差烃源岩。另外，根据前人［16-17］对川西北地区的研究结果，在盆地内部中泥盆统不发育。因此，中泥盆统烃源岩对川西北地区的油气贡献可能较低。
关于川西北地区茅口组灰岩生烃潜力的评价问题存在一些争议。梁狄刚等［7］和陈建平等［11］认为在上扬子地区茅口组碳酸盐岩总体上表现为差—中等烃源岩。蔡开平等［5］、腾格尔等［3］和李红敬等［18］认为川西地区发育霞组、茅口组优质碳酸盐岩烃源岩，李红敬等［18］对广元上寺剖面茅口组烃源岩也进行了系统采岩样分析，并提出川西北茅口组顶部存在厚度为16 m的富含有机质层段。本文通过对上寺长江沟剖面茅口组进行了详细观察和系统采岩样分析，川西北地区茅口组以灰色中厚—厚层灰色灰岩为主，在厚层灰岩之间夹薄层泥岩，单层厚度一般为几厘米。通过分析，栖霞组—茅口组灰岩TOC含量均较低，一般小于1.0%（图3），茅口组将近70%的样品TOC<1.0%，说明这些中—厚层灰岩并非为优质烃源岩，而TOC相对较高的烃源岩（大部分分布在1.0%~3.0%之间，只有1个样品为9.8%）一般为薄层泥岩，这些泥岩因其单层厚度薄，累计总厚度小于1 m，整体来看茅口组烃源岩对川西北地区油气贡献不大。
从上述分析结果和图3可知，川西北地区发育8套烃源岩，下寒武统筇竹寺组、上二叠统龙潭组/吴家坪组和大隆组3套烃源岩TOC含量很高，为高丰度优质烃源岩，从有机质丰度来看应是川西北地区主力烃源岩；下志留统龙马溪组虽然TOC含量也比较高，但由于其厚度较小、分布局限，为次要烃源岩；上震旦统灯三段、中泥盆统观雾山组—金宝石组—养马坝组、中二叠统茅口组虽存在烃源岩，但TOC含量整体较低，为差—中等烃源岩，在川西北地区为次要烃源岩。
3.2 烃源岩有机质类型
在145个烃源岩干酪根碳同位素分析的基础上，对川西北地区8套海相烃源岩有机质类型进行判识。各套烃源岩干酪根碳同位素组成和分布如图4所示，从图中可以看出，碳同位素分布具有一定的变化规律性，即海相烃源岩随时代变新，从上震旦统灯三段到上二叠统龙潭组/吴家坪组，干酪根的δ13C值依次增高，δ13C平均值从灯三段的-34.8‰变到下志留统龙马溪组—中泥盆统观雾山组—金宝石组—养马坝组的-30.0‰±，再到上二叠统龙潭组/吴家坪组和大隆组的-27.0‰，具有海相沉积有机质碳同位素组成全球性变化的一般特征，这种变化特征也被国内其他学者报道［7，20-21］，可能的原因之一是浮游植物的进化作用［21］，，但是，也可能有其他影响因素，如生源和沉积环境的影响，如图4中可以看出下寒武统筇竹寺组烃源岩干酪根碳同位素值变化范围很大，介于-30.0‰~-38.3‰之间，平均为-35.3‰，甚至有些样品比上震旦统灯三段低很多，通过分析，这些碳同位素值很低的样品都是富含有机质且形成于高含硫的沉积环境，特殊的生物构成及沉积环境可能是下寒武统筇竹寺组烃源岩干酪根碳同位素值偏低的主要原因。
下志留统龙马溪组和中泥盆统观雾山组—金宝石组—养马坝组烃源岩干酪根碳同位素组成比较相近，δ13C平均值均为-30‰，与下寒武统和上震旦统烃源岩相比，高约5‰，这种差异可能主要受海洋生物演化的影响，从干酪根碳同位素组成来看，从寒武纪至志留纪浮游植物发生了大规模的演化。
在川西北地区上二叠统龙潭组/吴家坪组与大隆组烃源岩干酪根δ13C值比较接近，平均值均为-27‰（图4）。龙潭组/吴家坪组在四川盆地是一套海陆过渡沉积环境下的产物，岩性组合复杂，泥岩、煤、石灰岩和砂岩等均有发育，整个四川盆地的沉积相带从西南到东北依次由玄武岩喷发区—河湖相—滨岸/沼泽相—潮坪/澙湖相—台地相—斜坡/陆棚相—陆棚相，呈弧形带状展布［14］，多种沉积相带导致龙潭组烃源岩干酪根的碳同位素值变化范围大，δ13C值介于-29‰~-21‰之间，其中泥岩干酪根δ13C值介于-28‰~-26‰之间，炭质泥岩和煤δ13C值介于-24‰~-23‰之间［10］；朱杨明等［21］研究认为上二叠统龙潭组/吴家坪组因存在明显的沉积相带变化而使其干酪根δ13C值（-22.3‰~-28.7‰）变化较大，直方图上在-23‰和-27‰左右有2个主峰群，但在川西北地区龙潭组/吴家坪组烃源岩干酪根δ13C值分布在-24.2‰~-29.4‰之间（煤大于-25.0‰，泥岩大部分分布在-26‰~-28‰之间），平均为-27.0‰，与陈建平等［11］和朱杨明等［21］研究结果相比，川西北地区上二叠统龙潭组/吴家坪组烃源岩干酪根碳同位素值分布相对比较集中，而且偏低，反映川西北地区龙潭组/吴家坪组沉积环境变化相对不大，郭旭升等［14］认为川西北地区龙潭组/吴家坪组沉积时期大部分地区为斜坡—陆棚相，有机质类型较其他地区好。大隆组烃源岩大部分样品干酪根δ13C值分布在-26.0‰~-28.0‰之间，平均为-27.0‰（图4），与龙潭组/吴家坪组烃源岩干酪根δ13C值相近，说明母质来源和沉积环境可能具有相似性，均为陆棚或深水海湾沉积，川西北地区长江沟剖面大隆组烃源岩尚处于低成熟阶段，干酪根的H/C原子比为0.7~1.1，O/C原子比为0.02~0.10，优质烃源岩I H值分布在207~412 mg/gTOC之间，平均为286 mg/gTOC，主要为Ⅱ2型干酪根，以水生低等生物来源为主，混有陆源高等植物。在川西北地区长江沟剖面大隆组烃源岩成熟度R O值为0.70%，朝天大两乡剖面大隆组烃源岩成熟度R O值为1.04%，虽然成熟度有差异，但干酪根碳同位素值非常接近，长江沟剖面δ13C值分布在-25.3‰~-28.4‰之间，平均为-26.9‰，朝天大两乡剖面δ13C值分布在-25.2‰~-28.0‰之间，平均为-27.0‰，表明在“生油窗”成熟度对干酪根的碳同位素影响很小。
利用碳同位素划分有机质类型有多种方案，黄籍中［22］通过统计我国一系列盆地的烃源岩干酪根同位素特征认为：Ⅰ型干酪根δ13C值在-35‰~-30‰之间，Ⅱ1型干酪根δ13C值在-30‰~-27.5‰之间，Ⅱ2型干酪根δ13C值在-27.5‰~-25‰之间；Ⅲ型干酪根δ13C值>-25‰。根据该分类方案，川西北地区上震旦统灯三段和下寒武统筇竹寺组烃源岩干酪根类型主要为Ⅰ型，下志留统龙马溪组和中泥盆统观雾山组—金宝石组—养马坝组烃源岩干酪根主要为Ⅱ1—Ⅱ2型，中二叠统茅口组烃源岩干酪根主要为Ⅱ2型，部分为Ⅱ1型，上二叠统龙潭组/吴家坪组与大隆组烃源岩干酪根主要为Ⅱ2型，少量为Ⅲ型。
3.3 烃源岩有机质成熟度
确定烃源岩成熟度的方法较多，热解和镜质体（或）沥青反射率均可以预测烃源岩有机质成熟度。热解方法可以快速定性地判断烃源岩所处的成熟阶段，常用的参数如T max、I H以及S 1+S 2与TOC相互关系等。图5为川西北地区各套烃源岩热解S 1+S 2与TOC相互关系，从图中可以看出对于上震旦统灯三段、下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组以及中泥盆统（桂溪剖面）尽管烃源岩TOC含量很高，但热解S 1+S 2含量依然很低，TOC与S 1+S 2之间无相关关系，表明这些烃源岩现今生烃潜力很低，T max与I H关系也佐证这一观点。在图5中，上震旦统灯三段、下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组以及中泥盆统（桂溪剖面）T max值大于530 ℃，I H值小于50 mg/gTOC，反映这些烃源岩已处于过成熟阶段。但是对于中泥盆统（朝天剖面）、中二叠统茅口组、上二叠统龙潭组/吴家坪组以及大隆组烃源岩来说情况有所不同，热解S 1+S 2与TOC之间呈良好的正相关关系，随着TOC含量的增加热解S 1+S 2含量增大，表明这些烃源岩仍然具有较大的生烃潜力，T max与I H关系（图6）也得到证实，这些烃源岩T max值整体较低，大部分小于460 ℃，I H指数也很高，大部分大于50 mg/gTOC，甚至部分样品还有大于300 mg/gTOC，反映这些烃源岩处于低成熟至高成熟大量生烃阶段。
图5 川西北地区8套海相烃源岩TOC与S 1+S 2关系Fig.5 The relationship between TOC and S 1+S 2 in the eight sets of marine source rocks in northwest Sichuan Basin |
在中泥盆统（朝天剖面）、中二叠统茅口组、上二叠统龙潭组/吴家坪组和上二叠统大隆组烃源岩中虽然热解S 1+S 2与TOC之间均呈良好的正相关关系，但之间也存在差异，随TOC增加，长江沟剖面（位于矿山梁构造）大隆组和茅口组烃源岩热解S 1+S 2含量增加幅度大于朝天剖面的中泥盆统、上二叠统龙潭组/吴家坪组和朝天大两乡剖面上二叠统大隆组，表明矿山梁构造二叠系烃源岩成熟度低于朝天地区中泥盆统和上二叠统。
镜质体反射率是烃源岩成熟度定量评价的重要参数。由于川西北地区海相大部分烃源岩中缺乏镜质体，给烃源岩成熟度定量评价带来了难度。但由于这些烃源岩成熟度高，赋存固态沥青。因此，沥青反射率可成为确定烃源岩成熟度最常用、最有效的指标。本文通过将烃源岩中沥青反射率换算成等效镜质体反射率［24］，并结合镜质体反射率评价研究区内烃源岩成熟度，结果如表1所示。川西北地区震旦系灯三段至下志留统烃源岩等效镜质体反射率（R O）很高， R O值均大于2.0%，处于过成熟阶段，中泥盆统烃源岩在桂溪地区R O值可达3.03%，也处于过成熟阶段，但在朝天地区烃源岩R O值为1.07%，处于大量生油阶段。上二叠统龙潭组和大隆组烃源岩在朝天地区R O平均值为1.03%和1.05%，与该区的中泥盆统烃源岩相近，也处于大量生油阶段。长江沟剖面的上二叠统大隆组和茅口组烃源岩R O值分别为0.72%和0.78%，在研究区成熟度最低，进入生油阶段。但是在盆地内部，由于侏罗纪和白垩纪持续沉降作用，这些成熟度较低的烃源岩经历了较高古地温的作用，烃源岩大多已进入了过成熟阶段。
表1 川西北地区8套海相烃源岩镜质体反射率分布Table 1 The R O of the eight sets of marine source rocks in northwest Sichuan Basin |
| 剖面 | 层位 | R O/% | |||
|---|---|---|---|---|---|
| 组分 | 最小值 | 最大值 | 平均值 | ||
| 朝天西北乡 | 大隆组 | 镜质体 | 1.02 | 1.08 | 1.05 |
| 龙潭组 | 镜质体 | 1.02 | 1.04 | 1.03 | |
| 广元上寺 | 大隆组 | 镜质体 | 0.68 | 0.78 | 0.72 |
| 茅口组 | 沥青 | 0.74 | 0.88 | 0.82 | |
| 旺苍 | 龙马溪组 | 碳沥青 | 2.34 | 2.52 | 2.43 |
| 朝天 | 泥盆系 | 沥青 | 1.04 | 1.12 | 1.07 |
| 桂溪 | 泥盆系 | 碳沥青 | 2.94 | 3.11 | 3.03 |
| 宁强中坝 | 筇竹寺组 | 碳沥青 | 3.12 | 3.36 | 3.23 |
| 旺苍水磨乡 | 灯影组第三段 | 碳沥青 | 3.05 | 3.57 | 3.30 |
|
4 天然气勘探潜力分析
4.1 各套烃源岩平面分布
川西北地区下寒武统筇竹寺组烃源岩是一套非常重要的烃源岩，具有厚度大、有机质丰度高的特点。川西地区下寒武统烃源岩主要为黑色泥岩和页岩， 在旺苍剖面郭家坝组烃源岩厚度为124 m，东溪河剖面厚度至少95 m（上部被植被覆盖）以上，川深1井下寒武统烃源岩厚度可达160 m，川西北地区下寒武统烃源岩厚度较大，分布在100~300 m之间［图7（a）］，向西南方向烃源岩厚度越来越大，最大超过300 m，下寒武统烃源岩在川西地区各套烃源岩中是最厚的。
四川盆地下志留统龙马溪组主要分布在盆地周边的陕南—川北、川东—鄂西和川南地区，为深灰色—黑色笔石页岩、炭质页岩、硅质页岩、粉砂质页岩夹泥质粉砂岩沉积组合。川南地区TOC含量大于 2.0%的富有机质黑色页岩，累计厚度最大在120 m以上。在川西北地区，大部分地区缺失志留系烃源岩，仅发育在东北部，这些烃源岩有机质丰度也比较高，如旺苍剖面下志留统龙马溪组烃源岩TOC平均为3.03%，但厚度只有6 m，川西北志留系龙马溪组烃源岩厚度分布在0~15 m之间［图7（b）］。
泥盆系烃源岩主要分布于上扬子南部湘桂地区。川西北地区龙门山推覆体泥盆系中统观雾山组、金宝石组和养马坝组（D2 y）发育烃源岩，在桂溪剖面和朝天剖面中泥盆统见到一些有机质丰度较高的黑色泥质烃源岩，这些泥岩单层厚度为30~50 cm不等，夹在中厚层砂岩或灰岩之间，但整体厚度不大。泥盆系烃源岩在盆地内部目前还没有发现。因此，泥盆系烃源岩在川西北地区可能不是主要烃源岩。
中二叠统茅口组是厚层/中层的灰岩/云岩夹薄层的泥岩组成，灰岩/云岩的有机质丰度较低，作为有效烃源岩的薄层泥岩累计厚度也很小。
四川盆地上二叠统龙潭组/吴家坪组厚度介于50~300 m之间，为二叠系烃源岩主要发育层段。根据陈建平等［10］研究结果，川西北地区龙潭组以海相泥质烃源岩为主，元坝3井泥岩和泥质灰岩类烃源岩的厚度约为60 m；元坝 6 井龙潭组泥质烃源岩的厚度达150 m 左右，厚度明显大于元坝3 井。矿山梁地区吴家坪组厚度仅为56 m，以石灰岩为主，烃源岩厚度仅 5 m 左右，烃源岩不发育，根据陈建平等［12］资料川西北地区龙潭组烃源岩厚度分布在40~140 m之间［图7（c）］。上二叠统大隆组为一套富硅质及含火山灰的深水沉积地层，与长兴组为同期异相沉积，在龙门山、米仓山、大巴山前出露地表，地层厚度介于10~40 m之间，广元朝天西北乡大隆组剖面发育厚度约20 m高丰度优质烃源岩，广元青川上寺乡大隆组剖面发育厚度15 m高丰度优质烃源岩。大隆组烃源岩在盆地北部地区有较大的分布范围［图 7（d）］，厚度介于15~30 m之间，也是川西北地区非常重要的一套烃源岩。
通过对川西北地区各套烃源岩地球化学及烃源岩纵横向厚度展布分析，下寒武统筇竹寺组、上二叠统龙潭组和大隆组发育高有机质丰度的优质烃源岩，并且具有厚度大、分布广的特征，应为川西北地区主力烃源岩，震旦系陡山沱组和灯三段、志留系、泥盆系、中二叠统茅口组烃源岩厚度薄、分布局限，为次要烃源岩。多套高丰度烃源岩的发育奠定了川西北地区海相天然气资源非常丰富。
4.2 天然气勘探潜力分析
基于上述烃源岩厚度和有机碳的分析数据，对川西北地区8套烃源岩总生气强度进行了评价（图8），川西北地区各套烃源岩总生气强度非常高，分布在（40~130）×108 m3/km2之间，强生气中心分布西北部，均达到了形成大气田的生气强度要求，完全具备形成大型气田的基本供气条件。
生气强度分布与下寒武统筇竹寺组烃源岩展布相似，表明川西北地区生气强度分布主要受筇竹寺组烃源岩的控制，因此，以筇竹寺组烃源岩为气源的目的层是下一步川西北地区天然气勘探的最有利领域。目前，在川中地区发现的安岳气田气源主要来源于绵竹—长宁克拉通内裂陷槽内下寒武统筇竹寺组烃源岩，从优质烃源岩厚度和有机碳分布来看，川西北地区烃源岩明显优于紧邻安岳气田的裂陷槽部位，因此，川西北地区下寒武统筇竹寺组烃源岩的供气强度在四川盆地可能是最高。
川西地区上二叠统龙潭组/吴家坪组及大隆组发育优质烃源岩，主要分布在川西北部，盆地内发现的元坝气田和普光气田气源可能主要来源于上二叠统烃源岩，该套烃源岩生气强度也比较大，围绕该套烃源岩为气源含气系统天然气资源潜力也很大。
5 结 论
（1）川西北地区是我国海相烃源岩分布最多的地区。发育下震旦统陡山沱组、上震旦统灯影组三段、下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组、中泥盆统观雾山组—金宝石组—养马坝组、中二叠统茅口组、上二叠统龙潭组/吴家坪组和上二叠统大隆组8套烃源岩。其中，陡山沱组、筇竹寺组、龙马溪组、龙潭组/吴家坪组和大隆组烃源岩TOC含量很高，为高丰度优质烃源岩；灯三段、观雾山组—金宝石组—养马坝组、茅口组虽存在烃源岩，但TOC含量整体偏低，为差—中等烃源岩。
（2）川西北地区陡山沱组、灯三段和筇竹寺组烃源岩有机质类型为Ⅰ型，龙马溪组和观雾山组—金宝石组—养马坝组烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅱ2型，茅口组烃源岩有机质类型以Ⅱ2型为主，部分为Ⅱ1型，龙潭组/吴家坪组与大隆组烃源岩有机质类型以Ⅱ2型为主，少量为Ⅲ型。
（3）川西北地区除广元矿山梁二叠系和朝天二叠系、泥盆系烃源岩处于成熟阶段之外，大部分地区处于过成熟阶段，主要以生干气为主。
（4）筇竹寺组、龙潭组和大隆组发育高有机质丰度的优质烃源岩，并且具有厚度大、分布广的特征，应为川西北地区主力烃源岩；震旦系陡山沱组和灯三段、志留系、泥盆系、中二叠统茅口组烃源岩厚度薄、分布局限，为次要烃源岩。
（5）多套高丰度烃源岩的发育奠定了川西北地区海相天然气资源丰富。以下寒武统筇竹寺组和上二叠统烃源岩为气源的目的层是下一步川西北地区天然气勘探关注的领域。
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